线路保护常见的故障测距方法
110kV电力线路故障测距
110kV电力线路故障测距D对于电力系统的运行，以及人们的日常工作和生活来说，110kv电力线路故障所带来的危害与不变也不断扩大。
因此，对于110kv电力线路来说，在其运行当中，应当及时发现和排除各种故障与隐患，从而迅速的修复发生故障的110kv电力线路，恢复电力系统的正常供电。
这对于电力系统的经济运行、安全稳定的保障等方面，其意义十分重大。
1.2 故障测距的意义在社会经济发展的过程当中，电力系统的重要性不容忽视。
对于电力系统的稳定供电来说，日益增加的110kv电力线路发挥着越来越重要的作用。
在现代化的电力系统当中，输送容量、电压等级、装机容量等都在增大，一旦110kv电力线路发生故障，将会给电力系统造成更大的损失。
对于这些故障，精确、快速的故障测距能够有效的提高电力线路的维护效率，更快的对故障点进行查找，从而尽快排除故障，降低由于停电所带来的经济损失。
尤其是在瞬时性故障当中，通过故障测距能够及时的发现故障点和故障原因，同时找出线路中存在的绝缘隐患，这样，才能及时的采取有效措施进行处理。
1.3 故障测距的要求在不同的情况下，对于故障测距也具有不同的要求。
总的来说，主要包括以下几个方面的要求其一是可靠性。
在110kv电力线路发生故障之后，需要进行可靠的故障测距。
无论是什么样的故障条件或故障类型，都不能由于测距方法的内在缺陷而得出发散的故障测距结果。
在没有发生故障的时候，也不能对故障测距进行错误启动。
其二是准确性。
在保护装置当中，为了对继电保护的技术要求进行满足，除了故障测距精确度以外，还应当对相关数据信息的迅速获得加以重视。
在继电保护信息管理系统当中，系统可能处于准在线或离线的状态，没有严格的要求时间。
因此，对于故障测距的精度，应当提出更高的要求，这样，才能实现成功的故障测距。
其三是实用性。
在故障测距的实际应用当中，不能受到系统运行方式、故障距离、过渡电阻、故障类型等方面的影响。
2 110kv电力线路故障测距的方法2.1 行波法在110kv电力线路故障测距当中，行波法是一种十分重要的故障测距方法，将行波传输理论作为理论依据，对故障产生的电流行波信号、暂态电压行波等加以利用，通过通信技术、计算机技术、电子技术、信息技术等先进技术，采用各种不同的算法对故障进行准确的测距。
高压架空输电线路的故障测距方法
高压架空输电线路的故障测距方法
高压架空输电线路故障测距是指在高压架空输电线路发生故障时，通过一定的方法确定故障发生的位置的过程。
在实际的运行中，由于种种原因，高压架空输电线路可能会发生各种故障，包括短路、接地故障、绝缘破损等。
及时准确地确定故障的位置，有助于迅速采取措施进行修复，保证电网的稳定运行。
高压架空输电线路的故障测距方法主要包括差动测距法、冲击波测距法、电流互感器测距法和电压互感器测距法等。
下面将对这几种常用的方法进行介绍。
1. 差动测距法：
差动测距法是利用电流互感器将线路分为若干段，当线路发生故障时，通常会产生故障电流。
通过测量各段的电流大小和相位差，可以确定故障发生的位置。
差动测距法具有测量精度高、实施简便等优点，但需要在线路上安装大量的电流互感器，成本较高。
2. 冲击波测距法：
冲击波测距法是利用线路上发生故障时产生的冲击波信号的传播速度来测量故障的位置。
通过在故障发生处发送冲击波信号，并在各个测距点接收到信号的时间差，利用信号传播速度来计算故障的距离。
冲击波测距法需要精确定位测距点，并且对线路的故障类型有一定的要求，但测距精度较高。
3. 电流互感器测距法：
电流互感器测距法是利用线路上故障电流通过电流互感器产生的电磁场来测量故障的位置。
通过在线路上放置多个电流互感器，并测量每个互感器所产生的电磁场强度，可以通过计算来确定故障的位置。
电流互感器测距法需要大量的电流互感器并对其进行精确校准，但测距精度较高。
电力线路故障测距方法综述
电力线路故障测距方法综述1.直流法：直流法是最早被使用的一种故障测距方法。
该方法利用电流和电压信号的比例关系来测量故障距离。
在故障发生时，通过增大直流电源的电流，可以使故障出口处的电压降低，从而可以准确计算故障点的位置。
然而，直流法需要大量的计算和测量，并且对于多故障的线路无法定位。
2.阻抗法：阻抗法是一种常见且精确的故障测距方法。
该方法利用故障点附近的线路阻抗来测量故障点的位置。
在故障发生时，通过测量电压和电流，可以计算出故障点处的阻抗值，从而确定故障点的位置。
阻抗法在电力系统中被广泛使用，但是对于多段故障的线路也存在一定的局限性。
3.反射法：反射法是一种利用电力信号的反射原理来测量故障距离的方法。
在故障发生时，电力信号会在故障点产生反射，通过捕捉反射信号的时间和幅值，可以计算出故障点的距离。
反射法具有较高的定位精度，并且对于多段故障有较好的适应性。
4.波形比较法：波形比较法是一种新型的故障测距方法。
该方法通过比较正常工作线路和故障点线路的电压和电流波形差异，来测量故障距离。
波形比较法具有较高的测距精度，并且可以根据线路工况自动调整故障测距参数，适应不同条件的故障。
综上所述，电力线路故障测距是电力系统运行中的一项重要工作，对于确保电力线路的稳定运行具有重要意义。
目前主要的故障测距方法包括直流法、阻抗法、反射法和波形比较法。
这些方法各有优劣，适用于不同的故障情况。
随着技术的不断进步，电力线路故障测距方法也会不断发展和改进，以提高测距精度和快速定位故障点。
高压输电线路的故障测距方法
高压输电线路的故障测距方法摘要：对高压输电线路进行精确的故障定位，是确保电网安全、稳定的重要手段。
对国内外的故障定位技术和国内外的研究状况进行了较为深入的探讨。
按每一种测距算法所使用的方法，将其划分为两种类型：一种是故障解析法，另一种是行波法。
在简要地阐述了失效分析方法的基础上，着重分析了行波法中行波获取、波头识别、波速确定、单端行波、多端行波定位的方法。
最后，归纳了目前尚待进一步研究和探讨的问题，并分析了几种不同的测距方法的优势及其问题。
并对各种测距方法的使用和限制进行了分析。
并指出了高压输电线的故障定位技术和应用前景。
关键词：高压输电线路；故障测距；行波法：故障分析法引言：根据线路模型、测距原理和测距装置的不同，高压线路的故障测距方法有很多种。
当前，根据距离测量的基本原则，将高压输电线路的故障定位方法划分为两种。
其中，故障检测方法是根据现场检测到的工频点电压、电流信号等资料，对故障点的位置进行分析和计算。
行波法是通过行波传播原理来检测输电线的故障位置。
行波法适用于高压线路，缺点是线路复杂，分支多，在配电网中较短的线路很难识别故障的波头和波阻抗变化。
然而行波法投资少、可靠性高、测距准确，是目前公认的电力线路测距最准确、适用范围最广的一种故障测距方法。
一、高压输电线路的故障测距概述在电力系统运行时，发电站向周围居民提供电力，而发电站所提供的电力并不只是用于附近居民，而是为了更大范围的需求，因为电力要长距离传送，所以必须采用高电压传送，而非常规导线。
高压传输线可分成两类，即电缆输电线路和高架输电线路。
电缆传输线不占用任何地方，位于地下，而架空传输线则位于高空。
在高电压输电线的故障定位中，测量精度的高低将会对电力网的正常工作产生很大的影响。
在测量时，利用测量中所得到的绝对和相对误差，来确定距离的最终结果，使其误差降到最低，并用比较的方法测量出故障的距离。
在实际应用中，由于环境条件、技术手段、经济条件等因素的影响，故障测距存在一定的误差标准。
高压架空输电线路的故障测距方法
高压架空输电线路的故障测距方法高压架空输电线路是电力系统中非常重要的组成部分，其故障对电网运行安全和稳定性都有很大的影响。
及时准确地测距故障点对于维护输电线路的稳定运行至关重要。
本文将介绍高压架空输电线路故障测距方法，希望能够为相关领域的工作人员提供一些参考和帮助。
一、故障类型在高压架空输电线路中，常见的故障类型包括短路故障、接地故障和开路故障。
短路故障是指两相或三相之间产生了短路故障，导致电流过大，甚至造成设备损坏。
接地故障是指导线或设备与地之间发生接地故障，可能导致电压不平衡和设备过载。
而开路故障是指导线断裂或设备失效，导致电路断开，影响正常供电。
二、故障测距方法1. 巡视法巡视法是一种最为简单直接的故障测距方法。
工作人员通过现场外观巡视和设备检查，寻找出现故障的迹象和线路上的异常现象，从而初步确定故障位置。
此方法适用于跳闸或跳闸后无法合闸的故障情况，有利于快速定位故障点。
2. 试跳法试跳法是通过在正常情况下连通的设备上进行试跳，观察故障设备的跳闸情况，从而确定故障的位置。
该方法需要工作人员对设备进行精确的操作，需要具备一定的经验和技能。
而且在试跳过程中需要注意安全，避免对现场人员和设备造成损害。
3. 波形比对法波形比对法是通过对正常波形和故障波形进行比对分析，确定故障点的位置。
这种方法需要利用故障录波装置对线路的波形进行录制和比对，从而找出波形发生异常的点，即可判定为故障点。
4. 电压法电压法是通过检测输电线路上的电压变化，来判断故障点的位置。
通常在发生接地故障时，会产生电压下降，而短路故障则会导致电压上升。
根据电压变化的规律，可以初步确定故障点的位置，然后通过定位设备进行精确测距。
6. 故障录波法为了更精确地确定高压架空输电线路上的故障点位置，通常需要借助一些专门的设备。
常见的故障测距设备包括：1. 故障指示仪故障指示仪是一种便携式的设备，可以直接测量输电线路上的电压和电流变化，从而确定故障点的位置。
输电线路故障测距的主要方法电力配电知识
输电线路故障测距的主要方法 - 电力配电学问依据原理的不同，输电线路故障测距的主要方法分为三类：故障录波分析法、阻抗法、和行波法。
1.故障录波分析法故障录波分析法利用故障时记录得到的各种电气量，事后由技术人员进行综合分析，得到故障位置。
随着计算机技术和人工智能技术的进展，故障录波分析法可以通过自动化设备快速完成。
但该方法会受到系统阻抗和故障点过渡阻抗的影响，而导致故障测距精度的下降。
2.阻抗法阻抗法建立在工频电气量的基础上，通过建立电压平衡方程，利用数值分析方法求解得到故障点和测量点之间的电抗，由此可以推出故障的大致位置。
依据所使用电气量的不同，阻抗法分为单端法和双端法两种。
对于单端法，简洁来说可以归结为迭代法和解二次方程法。
迭代法可能消灭伪根，也有可能不收敛。
解二次方程法虽然在原理和实质上都比迭代法优越，但仍旧有伪根问题。
此外，在实际应用中单端阻抗法的精度不高，特殊简洁受到故障点过渡电阻、对侧系统阻抗、负荷电流的影响。
同时由于在计算过程中，算法往往是建立在一个或者几个假设的基础之上，而这些假设经常与实际状况不全都，所以单端阻抗法存在无法消退的原理性误差。
但单端法也有其显着优点：原理简洁、易于有用、设备投入低、不需要额外的通讯设备。
双端法利用线路两端的电气信息量进行故障测距，以从原理上消退过渡电阻的影响。
通常双端法可以利用线路两端电流或两端电流、一端电压进行测距，也可以利用两端电压和电流进行故障测距。
理论上双端法不受故障类型和故障点过渡电阻的影响，有其优越性。
特殊是近年来gps设备和光纤设备的使用，为双端阻抗法的进展供应了技术上的保障。
双端法的缺点在于：计算量大、设备投资大、需要额外的同步和通讯设备。
3 行波法行波法利用的原理是当输电线路发生故障时，将会产生向线路两端以接近光速传播的电流和电压行波。
通过分析故障行波包含的故障点信息，就可以计算出故障发生的位置。
依据使用行波量的不同，行波测距原理分为A型、B型和C型三种：A型原理利用故障发生时产生的初始行波与该行波在故障点的反射波到达测量装置的时间差来进行故障测距；B型原理利用故障发生时产生的初始行波分别到达线路两端测量装置的时间差来进行故障测距；C型原理利用故障发生后，在线路一段施加一个高频或者直流脉冲，依据这个脉冲在故障点和测量装置之间来回的时间差来进行故障测距。
线路保护常见的故障测距方法
高压输电线路是电网中传输电能的主要通道,其可靠运行直接关系到电能能否有效传输。
随着电网规模的不断扩大,电能的输送距离越来越远,输电线路的电压等级也越来越高。
远距离的输电以及大量输电线路的建设使用带来的问题之一就是输电线路发生故障的次数也越来越多。
由于输电线路的运行环境多种多样,越是复杂的地形和恶劣天气,发生故障的可能性越大,这就给发生故障时的故障定位带来了困难。
为了尽快的修复和恢复供电,又迫切要求迅速的查找到故障点,为了解决这一问题,除了需要相关人员,特别是巡线人员的辛勤工作外,更需要一种有效的进行故障定位的方法,这便是输电线路的故障测距技术,为此工程技术人员和研究人员进行了大量的研究和实践工作[1-2]。
1 输电线路的故障测距本质上说,故障测距并不能准确获知故障点的实际位置,因为故障测距得到的只能是电气距离,如故障点到测距设备安装点(一般是变电站内)的输电线路长度,但这已经可以大幅缩小人员现场查找故障点的范围。
故障测距设备又被称为故障定位装置,能够根据故障发生时的电气特征迅速测定安装处到故障点的距离,从而减轻人工巡线的劳动,还可以查找出人工难以发现的故障,因此给电网运行部门带来了很高的社会效益和经济效益。
为了达到预期的目标,需要故障测距装置在准确性、可靠性以及实用性方面达到一定的目标。
1.1准确性准确性是故障测距装置的最重要性能指标,失去准确性,就是去了故障测距的意义,反而会对人员的巡线带来误导,影响人员的正确判断,延长发现故障点的时间。
实际的故障测距必然存在误差,但误差只要在可以接受的范围内,就可以受到良好的效果。
规范要求测距的综合误差不超过1%,而实际情况中,较短线路很难达到这一要求,也并无必要,考虑到杆塔之间的实际距离,一般要求测距误差不超过1km,即在相邻几个杆塔之间是合理的,可以较好的满足现场要求。
1.2可靠性在以往的研究中,常常片面强调故障测距的可靠性,即不拒动,不误动。
这是由于故障测距的研究人员普遍为继电保护的研究人员,将对继电保护的要求加至故障测距技术中导致的。
浅谈几种线路故障测距法
浅谈几种线路故障测距法电力系统在运行过程中经常发生线路故障，线路保护根据线路故障的类型进行判断，并动作切除故障。
不管是瞬时故障还是永久故障，线路部门都要掌握故障的大概位置，以便进行查线，准确地判断故障位置，可以减少查线的工作量。
目前，故障位置判别常用线路保护动作分析、故障录波器分析、雷电定位三种方法。
下面，就这三种方法进行讨论，供大家参考。
1线路保护动作分析法110 kV以上的线路保护都配置了多段式距离保护和零序保护，而每次线路故障一般都有这两种保护的动作情况。
多段式距离保护反映相间故障，多段式零序保护反映单相故障。
利用距离保护和零序保护第一段的动作情况可以判断故障位置范围，距离保护和零序保护第一段保护的线路一般为线路总长的80％，如图1。
线路AB（总长l）发生故障，如A端距离保护或零序保护第一段动作，则故障位置在AO 段；如B端距离保护或零序保护第一段动作，则故障位置在BM段；如AB两端同时有距离保护或零序保护动作，则故障位置在MO段。
利用这种原理可以粗略判断故障的大概位置，但对于较长的线路，作用不是很大。
对于采用微机保护的线路，从微机保护的故障打印报告上可以清楚地看到故障的测距距离。
2故障录波器故障录波器是电力系统安全运行的重要自动装置，当电力系统发生故障或振荡时，自动记录故障过程中的各种电气量的变化。
根据所录波形可以比较准确地分析判断系统，线路和设备事故情况，故障地点和相别发展过程及类型。
电力系统主要发电厂和220 kV以上电压的变电站均应安装故障录波器，110 kV及以下系统可根据需要安装。
目前，微机型故障录波器W GL－12系列在电力系统中应用较多，可以从故障打印报告上直接看出故障距离，再利用故障线路的地理走向图，查出故障距离所对应的杆号，在这杆号附近查找故障。
根据对220 kV惠桂线多年运行经验，每次故障查找到的准确故障点都在故障录波器判断的故障距离左右10％以内，其误差还是比较大的，主要受到故障过渡电阻、测量误差、故障测距算法和系统参数的影响。
高压架空输电线路的故障测距方法
高压架空输电线路的故障测距方法随着电力行业的快速发展，高压架空输电线路已经成为电力系统中不可或缺的重要组成部分。
由于自然环境因素和人为因素，高压架空输电线路的故障屡有发生，给电力系统的正常运行带来了不小的困扰。
如何快速、准确地对高压架空输电线路的故障进行定位成为了当前电力行业急需解决的问题。
对高压架空输电线路的故障进行测距定位是指通过一定的测距方法精确计算出故障点距离某一参考点的距离。
根据国家电力部门的标准，测距的误差不得大于10%。
高压架空输电线路故障测距主要用于故障查找和线路巡视等工作。
下面将介绍一些常见的高压架空输电线路的故障测距方法。
一、时域反射法时域反射法是一种常用的高压架空输电线路故障测距方法。
这种方法利用电磁波在导线中传输的原理，通过测量反射波的到达时间和反射系数来计算出故障点的距离。
时域反射法的优点是测距精度高、测距范围广，但需要先对线路进行较复杂的建模和计算。
二、电流法电流法是一种直接测量故障点处的故障电流来判断故障位置的方法。
在高压架空输电线路中发生短路故障时，故障点处会产生较大的故障电流，通过测量故障电流的大小和方向，可以较为准确地确定故障点的位置。
这种方法需要采用比较昂贵和复杂的设备，且只适用于短路故障的测距。
三、波形比对法波形比对法是一种利用故障点处故障波形特点与参考波形进行比对来计算故障距离的方法。
该方法适用于各种类型的故障，可以通过分析波形的特点来确定故障位置。
这种方法需要较高的专业知识和丰富的经验，且对设备的要求也比较高。
四、电磁波法以上介绍的几种高压架空输电线路的故障测距方法各有优劣，适用于不同类型的故障和工作环境。
在实际工程中，我们可以根据具体情况选择合适的方法来进行故障测距工作。
无论采用何种方法，高压架空输电线路的故障测距应该遵循准确、快速、安全的原则，以确保电力系统的正常运行。
随着科学技术的不断发展，相信在不久的将来，会有更多更先进的方法出现，为高压架空输电线路的故障测距工作提供更好的技术支持。
高压架空输电线路的故障测距方法
高压架空输电线路的故障测距方法
高压架空输电线路的故障测距方法是指通过一系列的测量和分析手段来确定故障发生的位置，以便及时采取修复措施，保证电网运行的安全和稳定。
下面介绍几种常用的高压架空输电线路故障测距方法。
1. 直接法：该方法适用于短路故障的测距。
首先断开故障点两边的开关，然后将一只电压表与故障线路的A相和故障点相连，再将另一只电压表与故障线路的B相和故障点相连，测量两只电压表的读数，根据电流方向和电压大小可以确定故障点的位置。
4. 超声波法：该方法适用于高压输电线路的测距。
通过超声波传感器对故障点附近的高压线路进行测量，根据超声波在空气中传播速度的特性，可以确定故障点的位置。
高压架空输电线路的故障测距方法主要包括直接法、电阻法、反向法、超声波法和红外测温法。
这些方法各有特点，可以根据故障类型和实际情况选择合适的方法进行测量。
但无论使用何种方法，都需要准确的测量数据和专业的分析技术支持，以保证故障测距的准确性和可靠性。
高压架空输电线路的故障测距方法
高压架空输电线路的故障测距方法
高压架空输电线路的故障测距方法主要是通过检测故障点处电流和电压的变化来判断
故障的位置。
下面介绍几种常用的故障测距方法。
1. 交流谐波法：该方法是利用故障产生的谐波信号进行测距。
当电力系统发生故障时，故障点处会产生谐波，谐波信号会沿线路传播，并逐渐衰减。
通过测量线路上不同位
置处的谐波信号强度的变化，可以大致确定故障位置。
2. 电阻测距法：该方法是通过测量故障点处的接地电阻来确定故障位置。
对于单相
接地故障，将线路的一端短路，然后测量接地点到短路点的电阻值，通过计算可以得到故
障距离。
对于双相接地故障，可以通过同时测量线路的两个相位的接地电阻值来确定故障
位置。
4. 电流比率法：该方法是通过测量故障点处电流与终端处电流之比来确定故障位置。
当发生故障时，故障点处电流的变化会导致线路上其他位置电流的变化，在测量线路上不
同位置处的电流比率后，可以通过计算来确定故障位置。
除了以上几种方法，还有一些其他的故障测距方法，如相位比对法、波阻抗法等，都
是根据不同的原理和测量参数进行故障位置的确定。
这些方法各有优缺点，可以根据具体
情况选择适合的方法进行故障测距。
在实际应用中，通常结合多种方法来提高故障测距的
准确性和可靠性。
输电线路故障测距方法分析
输电线路故障测距方法分析摘要：本文将从当前输电线路的概况出发，阐述线路故障测距的重要作用，对输电线路故障测距的主要方法进行分析与探究，希望为相关人员提供一些帮助和建议，更好地运用各种故障测距方法将输电线路出现的故障有效解决，从而使输电线路的运行稳定性得到保证。
关键词：测距方法；故障测距；输电线路引言：伴随电力行业的飞速发展，国内输电线路不断增加着输送容量、电压等级，这使得输电线路出现各种故障时产生的经济损失、人员伤亡也越大。
但是，在近些年互联网技术、计算机技术普遍运用的大背景下，电力系统对互联网技术、计算机技术的依赖性越来越高，同时互联网技术、计算机技术也将全新的故障测距方法提供给电力系统的检修，这对电力系统尤其是输电线路的故障检修提供了巨大帮助。
因此，研究输电线路故障测距的主要方法具有一定现实意义。
一、当前输电线路的概况所谓输电线路，指的是发电机电能经过变压器升压后，借助断路器这类控制设备向线路中输送的一种结构形式，主要有电缆线路、架空输电线路两种类型。
在遇到输电线路故障后，工作人员若能对故障进行精准定位，那么其巡线工作负担将会大幅减少，让电力企业的物力、人力得到有效节约，促进输电线路和整个电力系统的可靠运行，使输电线路的供电能够快速恢复，将停电带来的各种经济损失降到最低，取得良好的故障检修效果。
二、输电线路故障测距的主要方法（一）行波故障测距1.测距原理输电线路有故障出现时，故障点会生成暂态行波朝着两端的方向扩散，传播和扩散的过程中，暂态行波与不均匀介质相遇能够作出相应的反射、折射，并且母线部位、故障点部位的暂态行波可以作出相应的透射、反射，运用行波故障测距时便是借助两个不同波头存在的时间差实现输电线路故障定位。
把检测元件放置于输电线路其中一侧后，可以对该侧暂态电流的情况展开检测，也就是说，借助单侧暂态行波构成了故障测距。
通过对故障点初始暂态行波向母线运动的检测，可计算暂态行波从母线部位反射至故障点部位、再从故障点部位反射回母线部位所消耗的时间。
电力系统输电线路故障测距方法浅析
电力系统输电线路故障测距方法浅析摘要：输电线路故障测距用来解决线路故障定位问题。
论文详细分析了阻抗测距法和行波测距法的原理及优缺点。
目前云南电网行波测距大部分只用在500kV线路。
由于行波测距应用不广泛，绝大部分运行人员对行波测距装置不熟悉。
论文旨在提高运行人员对行波测距认识，不断提高对该装置的管理水平。
关键词：故障测距；阻抗测距；行波测距输电线路故障测距就是运用输电线路故障时的一些电气量通过计算来确定故障点与变电站的距离，简单地说就是故障点定位。
精确的故障测距能够减轻人工巡线的工作量，缩短故障修复时间，减少停电损失，同时也能发现造成线路瞬时故障的绝缘薄弱点、线路走廊下的树枝等事故隐患。
目前，常用的故障测距方法主要有阻抗测距发和行波测距法。
故障录波器和保护装置测距功能就是利用阻抗测距法，行波测距装置是利用行波测距法。
1 阻抗测距法阻抗测距法是根据输电线路故障时测量到的电压、电流计算出故障回路阻抗。
由于输电线路阻抗近似均匀分布，即线路单位长度阻抗可知，从而可以求出故障点到变电站的距离。
变电站内使用的线路保护装置和故障录波器都是运用阻抗测距法来实现测距功能。
新建线路投运前，线路施工人员都要对线路参数进行测试，测出线路长度L，线路阻抗R+jX等参数。
并将测量出的线路长度和阻抗等参数作为定值置入线路保护装置和故障录波器。
图1 输电线路集中参数简图输电线路集中参数简图可表示为图1。
图中M为变电站保护安装处，K为故障点，Um和Im是故障时刻的保护安装处的电流电压。
Zm=Um/Im即为故障时M到K点的阻抗值，由于输电线路单位长度阻抗z=（R+jX）/L已知，不难得出故障点K到变电站M的距离：Lk=Zm/z=Um·L/Im（R+jX）研发人员只要将上述计算公式以程序的形式置入装置，很容易就能得到故障点到变电站的距离。
在上述推倒过程中，我们考虑的是非串补线路且故障点接地电阻近似为0（金属性接地）的情况。
高压架空输电线路的故障测距方法
高压架空输电线路的故障测距方法高压架空输电线路由于其远距离输电和环境复杂等特点，容易发生各种故障，如短路、接地、断线等。
及时解决故障是保障电网运行稳定的重要措施。
而故障测距方法则是解决高压架空输电线路故障的关键技术之一，本文将重点介绍该方法的几种原理及应用。
一、经典故障测距法经典故障测距法又称“时域反演法”，是一种基于反演原理的故障测距方法，与传统的电磁波测距不同。
该方法的基本原理是在分析故障发生的瞬间产生电压波形的特点基础上，借助于纵波和横波在故障点反向传播的特点实现故障距离的精确测定。
首先，根据故障区域的纵波和横波的传播速度计算故障距离，然后利用时域反演算法，通过所测量到的电压波形和电流波形的差异反演出故障距离。
具体流程如下：1．记录故障现象的瞬态波形，并提取幅值；2．将幅值通过恢复算法得到理论波形；3．比对理论波形和实际波形的形态差异，确定故障距离；4．通过不同测点的测量结果对故障距离做修正，得出最终的故障位置。
该方法计算精度高，可以反演多种故障类型，但是需要使用脉冲发生器和高速数字化存储和处理器等设备，在现场操作和实现的难度较大。
二、多元测量方法多元测量方法是一种通过多个物理量的测量计算故障位置的方法，如电流、电压、功率变化等。
这些物理量的变化在故障点处会产生特殊的响应，通过不同物理量响应的交叉比对，可以确定故障位置。
多元测量方法主要包括以下几种：1．电流反演法电流反演法是通过采集两端的电流信号，根据故障发生的瞬间对电流的突变进行反演故障距离的一种方法。
该方法测量简单，操作灵活，但仅适用于单相故障。
2．电压比对法电压比对法是采用不同位置处的电压信号比对故障瞬间发生时的电压响应差异，来确定故障位置的方法。
该方法与电流反演法相同，也仅适用于单相故障。
3．功率变化法功率变化法是测量事故前后线路功率的变化率，并根据功率变化率的计算公式反演故障位置的方法。
该方法可以应用于多种故障类型，但需要注意考虑环境因素的影响。
高压架空输电线路的故障测距方法
高压架空输电线路的故障测距方法高压架空输电线路是电力系统的重要组成部分，其可靠运行对于保障电网的稳定运行至关重要。
然而，高压线路常常会出现故障，如断线、跳闸、短路等，这些故障难以避免，但可以通过及时发现和准确定位来快速排除故障，保障电力系统的正常运行。
因此，高压线路故障测距方法的研究具有重要的现实意义。
高压线路故障的测距方法主要可以分为电气测距法、声声测距法和光纤测距法三种。
1. 电气测距法电气测距法是通过分析线路上电压、电流等电气参数的变化，来确定故障产生位置的方法。
在高压线路故障时，其电压、电流等参数通常会发生明显的变化，可以通过检测这些变化，找出故障线路的位置。
常用的电气测距法有：（1）单相相位比法：在单相故障时，可以比较故障相和正常相的相位差值，通过计算这两相之间的距离差，推算出故障位置。
（2）反演法：基于短路电流和整个线路电阻、电抗之比来反算故障位置。
（3）正演法：基于线路几何特性和气象参数计算出的理论短路电流值和实际测量短路电流进行对比，进而确定故障位置。
（4）模型匹配法：利用模型预测出故障可能的位置，与实际的故障位置进行匹配，同时结合档案记录、拍摄航拍图片、现场勘察等信息，精确定位故障位置。
（5）时频分析法：通过对故障信号进行时频分析，提取出特征参数，再将这些参数与预设的特征参数进行比对，从而确定故障位置。
声音测距法是利用声音在大气中的传播速度和信号到达接收器的时间差，计算出信号源距离的方法，可以用于定位高压线路短路和局部击穿故障的位置。
声音测距法的主要优点是测距精度高，能够通过多点同时测量来确定故障位置，同时可以在没有电气参数的情况下测距，可以指导现场工作人员进行故障修复。
光纤测距法是利用光纤本身的传输特性，在光纤周围的温度、压力等因素的作用下产生不同的光学响应，通过分析这些响应信号，可以精确地测距。
光纤测距法的噪声小、抗干扰能力强，可以应用于高压线路的故障检测和监控。
同时，光纤传输特性决定了其对环境的响应非常敏感，可以检测到细微的温度和变形变化。
高压架空输电线路的故障测距方法
高压架空输电线路的故障测距方法引言随着电力系统规模的扩大，高压远距离输电线路日益增多。
高压输电线路分布范围广，穿越地区地形复杂、气候条件多变［1～3］，容易导致故障的发生。
尤其是闪络等瞬时性故障占90％～95％，而这类故障造成的局部绝缘损伤一般没有明显的痕迹，给故障点的查找带来极大困难［1］。
国内外都发生过由于输电线路故障而诱发的电力系统瓦解事故。
如果能快速、准确地进行故障定位，及时发现绝缘隐患，就可从技术上保证电网的安全运行，具有巨大的社会和经济效益。
长期以来，高压输电线路的故障测距受到普遍重视。
在AIEECommittee 1955年的报告中，给出的1955年前有关故障测距文献就有120篇（含电缆）［4］。
二战后，测距技术有了很大发展，尤其是70年代以来随着计算机技术的应用，微机保护和故障录波装置的开发及大量投运，更加速了故障测距的实用化进程。
基于微机或微处理装置的故障测距方（算）法研究也已成为国内外的热门课题之一。
但微机故障测距技术出现的时间不长，无论是理论还是实际应用都有待改进。
2 高压输电线故障测距原理和方法的分类按采用的线路模型、测距原理、被测量与测量设备等的不同，故障测距可以有多种分类方法。
由于故障分析法的称谓比阻抗法更具一般性，为叙述方便，本文不严格区分二者并统称为故障分析法。
以下按行波法和故障分析法两类予以叙述。
2．1 行波法2．1．1 行波法测距基本原理行波法是根据行波传输理论实现输电线路的故障测距方法，可分为A、B、C型3种方法［5，6］。
A型是根据故障点产生的行波在测量端至故障点间往返的时间与行波波速之积来确定故障位置；B型是利用通信通道获得故障点行波到达两端的时间差与波速之积来确定故障点位置；C型是在故障发生时于线路的一端施加高频或直流脉冲，根据其从发射装置到故障点的往返时间来实现故障测距。
在这3种方法中，A型和C型为单端测距；B型是双端测距，需要两端通信。
A型和B型对于线路的瞬时性（暂时性）和永久性（持续性）故障均有较好的适用性，C型则只适用于永久性故障。
电力电缆故障低压脉冲自动测距方法
勺（ｍ）＝∑石（咒）ｙ（，ｚ＋ｍ）
它们的相关系数为
≥］ｘ（咒）ｙ（，ｚ）
风＝—＿型Ｌｉ——一≤１ ［∑工２（，ｚ）∑）７２（ｎ）】１／２
月＝Ｏ
ｎ＝０
当两个信号完全相同时，相关系数等于ｌ。由
于发射波和反射波被整形为矩形脉冲，相似程度更
大，相关的软件处理较简单，不需计算每次移位的
相关值，只需记下发射波的脉宽，小于１／２或１／３（可
Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ： ｃａｂｌｅ ｆａｕｌｔ；ｌｏｗ ｖｏｌｔａｇｅ ｐｕｌｓｅ ｒｅｎｅｃｔｉｏｎ ｍｅｍｏｄ；ｆａｕｌｔ ａｕｔｏｍａｔｌｃ ｌｏｃａｔｉｏｎ； ｖｉｎｕａｌ ｉｎｓｔｎｌｍｅｎｔ； ｃｏⅡｅｌａｔｉｏｎ ｆ、ｌｎｃｔｉｏｎ
中图分类号：ｒＩＭ７７１
文献标识码： Ａ
文章编号： １００３．４８９７（２００７）０７—００３７—０４
以在仪器上设置宽度）发射波脉宽的脉冲就被判为
干扰脉冲。
２试验测试结果
图１低压脉冲法波形图
ＷａＶｅｆｏｍ Ｆｉｇ．１
ｏｆ ｌｏｗ Ｖｏｌｔａｇｅ ｐｕｌｓｅ ｍｅｔｈｏｄ
１．２自动故障定位的软件抗干扰方法 １．２．１电缆中间接头的反射波干扰
由于电缆长度不够或电缆出故障后截断等因
某塑料绝缘电缆全长２８０ ｍ，在距电缆首端１００ ｍ 处有一接头，距电缆首端２００ ｍ处发生低阻接地故障， 采用低压脉冲反射法进行故障定位，低压脉冲发生 器发送的脉冲幅度为２００ Ｖ，脉冲宽度为０．５ ｕ ｓ。 图２（ａ）所示为采用高速ＡＤ转换器采集的实测波形， 图２（ａ）中第一个波为发射波，极性为负，中间为接
图２（ｄ）所示为利用相关函数法进行离散相关 计算后得到的相关曲线，其中一个信号为采用设置 门槛电压整形后的波形，即图２（ｃ）：另一个信号为 图２（ｃ）中的发射波。发射波与发射波的相关是自相 关，发射波与反射波的相关是互相关。根据相关曲 线最大值之间的时间差，就可以计算出故障距离。 从相关曲线可以看出，干扰信号与发射波的相关值 较小，而反射波与发射波的相关值较大，故将发射 波与测试波形进行相关运算，可以有效地克服干扰 信号。但相关计算量较大，如果利用图２（ｂ），采用 简化的处理方法，速度较快。经利用本文介绍的方 法计算，本例故障点在距电缆首端１９６ ｍ处，根据极 性自动判为短路故障。
线路单相接地故障测距计算
线路单相接地故障测距计算线路单相接地故障是指线路中的一个相位发生接地故障，造成电流通过接地故障点到地面，而线路其他两相没有发生故障。
这种故障会导致电流在地面中形成回路，称为单相接地故障回路。
在电力系统中，及时准确地确定接地故障的位置对于保障电网的运行安全和电力设备的保护非常重要。
因此，我们需要通过测距计算来确定故障位置。
接地故障导致的电流通过故障点到达接地电阻，然后流回了电源，最后形成了故障回路，而故障回路的电阻可以通过测量故障点电流和电压来计算。
根据欧姆定律，故障回路电阻R等于故障点电压U和电流I的比值：R=U/I。
为了测量电流和电压，我们可以使用电流表和电压表进行测量。
首先，我们需要通过电流表来测量接地故障点的电流。
由于接地故障是单相故障，只有一相故障，所以我们需要测量故障相位上的电流。
然后，我们需要通过电压表来测量故障点的相电压。
相电压是指故障相与其他两相之间的电压差。
测量故障点的电流和电压后，我们就可以计算故障回路的电阻了。
将测得的电流值和电压值代入欧姆定律的公式中，就可以得到故障回路的电阻值。
电阻值可以用来确定故障点的位置。
在实际操作中，我们可以使用以下步骤来计算单相接地故障的距离：1.使用电流表来测量故障相上的电流值，记为I。
2.使用电压表来测量故障相与其他两相之间的电压差，记为U。
3.计算故障回路的电阻值R=U/I。
4.根据电阻值R，选择合适的电缆参数查表获得距离因子K。
5.计算故障点距离D=K×R。
通过上述步骤，我们可以计算得到故障点到测量点的距离。
需要注意的是，在实际应用中，还需要考虑故障点距离测量点的实际路径情况以及电力系统的复杂性和测量误差等因素，因此在实际操作中需要注意综合考虑各种因素，确保测量结果的准确性和可靠性。
总之，通过测距计算可以确定单相接地故障点的位置，从而保障电网运行的安全性和电力设备的保护。
在实际操作中，需要进行电流和电压的测量，并根据欧姆定律计算故障回路的电阻值，最后使用距离因子来计算故障点的距离。
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线路保护常见的故障测距方法
摘要:输电线路发生故障时,通过故障测距装置的自动测量,可以为人工查找故障点提供有效参考,但需要注意测距设备的准确性、可靠性、实用性问题。
介绍了基于故障分析的单端测距、双端测距方法,并特别强调在实际中采用的方法,以及这些方法的特点和不足,并对这些方法给与了评价。
关键词:输电线路故障测距单端测距双端测距
高压输电线路是电网中传输电能的主要通道,其可靠运行直接关系到电能能否有效传输。
随着电网规模的不断扩大,电能的输送距离越来越远,输电线路的电压等级也越来越高。
远距离的输电以及大量输电线路的建设使用带来的问题之一就是输电线路发生故障的次数也越来越多。
由于输电线路的运行环境多种多样,越是复杂的地形和恶劣天气,发生故障的可能性越大,这就给发生故障时的故障定位带来了困难。
为了尽快的修复和恢复供电,又迫切要求迅速的查找到故障点,为了解决这一问题,除了需要相关人员,特别是巡线人员的辛勤工作外,更需要一种有效的进行故障定位的方法,这便是输电线路的故障测距技术,为此工程技术人员和研究人员进行了大量的研究和实践工作[1-2]。
1 输电线路的故障测距
本质上说,故障测距并不能准确获知故障点的实际位置,因为故障
测距得到的只能是电气距离,如故障点到测距设备安装点(一般是变电站内)的输电线路长度,但这已经可以大幅缩小人员现场查找故障点的范围。
故障测距设备又被称为故障定位装置,能够根据故障发生时的电气特征迅速测定安装处到故障点的距离,从而减轻人工巡线的劳动,还可以查找出人工难以发现的故障,因此给电网运行部门带来了很高的社会效益和经济效益。
为了达到预期的目标,需要故障测距装置在准确性、可靠性以及实用性方面达到一定的目标。
1.1 准确性
准确性是故障测距装置的最重要性能指标,失去准确性,就是去了故障测距的意义,反而会对人员的巡线带来误导,影响人员的正确判断,延长发现故障点的时间。
实际的故障测距必然存在误差,但误差只要在可以接受的范围内,就可以受到良好的效果。
规范要求测距的综合误差不超过1%,而实际情况中,较短线路很难达到这一要求,也并无必要,考虑到杆塔之间的实际距离,一般要求测距误差不超过1km,即在相邻几个杆塔之间是合理的,可以较好的满足现场要求。
1.2 可靠性
在以往的研究中,常常片面强调故障测距的可靠性,即不拒动,不误动。
这是由于故障测距的研究人员普遍为继电保护的研究人员,将对继电保护的要求加至故障测距技术中导致的。
实际上,对于故障测
距而言,不误动的要求并不那么重要,因为故障测距是与继电保护装置的动作相联系的,在继电保护装置未动作的条件下,现场运行一般对故障测距装置的报告很难予以重视。
而且当前的情况下,一般不配置专门的故障测距装置,故障测距功能是结合在继电保护装置内的,在继电保护不动作的情况下,故障测距功能是不可能启动的。
对于不拒动的要求是合理的,在发生故障时测距装置无法给出测距情况报告,实际上是功能失效。
应当说,准确性和可靠性是相结合的,当测距误差过大,即准确性无法保障的情况下,便可以说是测距不可靠。
1.3 实用性
实用性是指测距设备应结合实际情况进行研究和采用。
首先是性价比问题,如果单独的测距设备的价格过高,将难以推广采用,因此结合继电保护装置的研究,将测距功能与之相结合是一种有效的手段,另一方面可以考虑将多条线路用同一测距装置进行测距。
其次是方便性问题,以多条线路采用同一测距装置为例,这就需要将多条线路的信息(如交流量、开关量)引入装置,在安装接线上带来大量不便,不便于调试和使用。
2 故障测距的主要方法
当前故障测距的主要方法,可以分为单端测距与双端测距两类,又可根据采用信息的不同分为故障分析法和行波法两种。
两种分类是相互结合的,即可以分为四类,即基于故障分析的单端测距法、基于故障分析的双端测距法、基于行波的单端测距法、基于行波的双端测距法。
故障分析法,是在输电线路发生故障时,根据相关参数和电流、电压列出测距方程,通过方程求解得到故障点的位置。
从信息学的角度可知,在有效利用信息的前提下,双端测距方法采用双侧的电流电压信息,应当可以获得更为准确的测距结果,但需要较多的数据传输。
在与继电保护装置结合的情况下,特别是当前广泛采用的光纤保护前提下,数据传输并不存在问题,因为保护的正常运行也需要电流量的传送,通道宽度也足以保障所需信息的正常传送。
但对于无有效通道的前提下,则只能采用单端测距方法。
行波法是根据行波理论实现的测距方法。
其在500kV线路中有一定应用,但一般是独立于继电保护装置单独设立。
3 各类故障测距方法的分析
3.1 基于故障分析的单端测距法
这种方法仅依赖线路一侧的电压、电流和参数来实现故障测距,因此实现相对简单,也是最早实际应用、应用最为广泛的故障测距方法。
这种方法的不足就是应用的信息量较少,且受系统的运行方式、故障点的接地阻抗影响较大。
最典型的方法,便是利用故障分析所得
的系统序网图,根据故障的边界条件建立故障电流与故障电压的方程组,通过迭代求解得到故障距离。
这类方法包括故障电流相位修正法、故障电流修正法、故障电流分析修正法等。
迭代法的突出问题是算法本身的收敛性难以保障,特别是在系统运行方式发生较大变化,从而改变建立方程的基础时,将可能得到伪根或负距离。
为了解决这一问题,进一步的研究是利用参数识别,有效的分析当前系统的运行方式,对方程进行调整,从而消除运行方式变化带来的影响。
3.2 基于故障分析的双端测距方法
利用故障线路两端的信息,可以有效消除单端测距法中故障点过渡阻抗和对侧系统阻抗带来的影响,但也带来了相应的问题,便是必须借助通信手段来完成信息的传递,同时要保障信息的同步性。
考虑到信息的同步性问题较难解决,近年来提出了通过迭代求解的方法,在不要求信息同步的基础上分别建立方程,然后通过迭代的方法求解出最合理的结果的方法,提高了方法的可靠性和精度。
因此对于电压等级较低的线路,考虑到对于线路保护的要求和对故障测距的要求都较低,一般采用的保护为单端的距离保护、电流保护,对应的测距方法为单端测距;而对于电压等级较高(一般为220kV 以上),考虑到当前往往采用由光纤通道构成的差动保护,不存在信息传递问题,一般考虑采用双端测距,以提高测距的准确性。
4 结语
基于故障分析的方法,其精度与建立方程的模型有关。
对于单端测距方法,还受到过渡电阻、线路结构、运行方式、传变误差的影响。
双端测距可以降低和削弱这些影响,但需要通道进行数据传输,还需要考虑信号同步等问题。
参考文献
[1] 王耀亚.电力电缆故障测距方法研究[J].无线互联科技,2011(4):34-36.
[2] 王翔.行波测距技术在电力系统中的应用[J].上海电力,2011,24(2):121-125.。